长输油气管道内腐蚀研究进展

针对长输油气管道的内腐蚀问题,总结了国内外油气管道内腐蚀研究现状、内腐蚀主要机理,并从输送介质、管材成分、输送工艺等方面对管道内腐蚀影响因素进行了分析。同时,结合国内外调研情况,介绍了长输油气管道内腐蚀控制标准和主要的防控技术,并对内腐蚀监测和直接评价技术进行了研究。在此基础上,介绍了开展管道内腐蚀研究的重要性及研究方向,为油气管道完整性研究和内腐蚀研究提供参考。     

未连通闲置天然气管道内腐蚀评估

目前长输天然气管道内检测主要采用漏磁检测法,但漏磁检测要求管内有一定的介质流量,对于未连通管段并不适用。文中结合某天然气管网的特殊工况,提出了采用CCTV检测、导波检测、超声测厚、水样分析和垢样分析等方法综合分析评价管段的适用性,进而计算管道的剩余寿命,可用于未连通闲置天然气管道内腐蚀评估,具有借鉴意义。     

基于流场分析的管道内腐蚀预测及检测技术

油气管道的内腐蚀是油气工业中很难解决问题之一。由于内腐蚀的影响因素众多，常规检测手段的精确度难以达到要求。应用基于流场分析（CFD）的计算机数值仿真技术，对工业管道、含CO2原油输送管道和含水天然气输送管道的流场分布和内腐蚀情况进行模拟，预测管道系统内流速最大位置和腐蚀严重的管段。结合现有的检测技术，针对腐蚀严重区域进行重点检测，可以避免盲目检测，提高检测工作效率。     

天然气长输管道的防腐与防护措施

天然气输送管道尤其是长输管道的防腐保护效果,直接关系到天然气输送的安全性和可靠性以及输送管道的使用寿命.因此,加强对天然气长输管道的防腐保护至关重要.介绍了天然气输送管道腐蚀的主要影响因素与腐蚀机理,并且对输气管道提出了必要的防腐措施要求,提出了为确保防腐保护达到应有的效果,在设计、施工、运行中应注意的问题.长输管道的防腐保护要从所涉及的主客观因素出发进行综合考虑.     

湿气管道内腐蚀直接评价方法

湿气管道内腐蚀直接评价方法(WG-ICDA)是独立的内腐蚀评价方法,不依赖智能检测器、水压试验和在线检测。在美国腐蚀工程师协会2010年颁布的"湿性天然气管道内腐蚀直接评价"标准的基础上,阐述了该方法的4个步骤,对影响WG-ICDA的关键因素进行定性分析。建议加强湿气管道内腐蚀直接评价方法的工程实际应用,有利于补充内检测方法,完善管道完整性管理,提高湿气管道内腐蚀的预防和维修水平。     

高含水集输管道内腐蚀预测与检测技术及应用

高含水油气管道内腐蚀穿孔频发,严重影响生产和环境。因此,油气管道内腐蚀的预测与检测是亟待解决的问题。常规检测耗资大,且效果差,结合美国腐蚀工程师协会内腐蚀直接评价标准和流体数值仿真技术(CFD)预测管道内腐蚀模型并与现场管道高程数据相结合,实现对高含水油气管线积水与易发内腐蚀位置的预测,针对该位置开展管体腐蚀检测,该方法在现场得到成功应用。通过现场检测数据来验证和修正预测模型,为解决高含水油气管道内腐蚀提供一种方法。     

PCM法在管道外防腐层检测中的原理及其应用研究

长输管道的腐蚀绝大部分为外部腐蚀,因此准确检测和评价防腐层的状况是保证管道安全运行的基础。文中介绍了用多频管中电流法(PCM)对管道防腐层破损点进行检测的原理及防腐层安全评价方法,结合PCM对广东某长输天然气管道的现场试验,验证了该方法的准确性和科学性,同时,根据现场经验,给出了PCM在使用过程中的建议与注意事项,并展望了PCM检测技术在应用中存在的不足。     

多相流管线的内腐蚀直接评价方法

主要结合墨西哥的一条使用了该评价技术的多相流管线实例，介绍油、气、水混输的多相流管线内腐蚀直接评价（ICDA）技术，重点介绍了多相流管线ICDA的间接检测阶段。采用多相流瞬态模拟软件（0LGA）结合风险分析技术绘制出基于风险分析的内腐蚀敏感度剖面图，从而确定出管线最容易发生腐蚀的高风险临界位置。     

数值模拟技术在管道内腐蚀损伤防护中的应用

文中研究了数值模拟技术在内腐蚀损伤防护中的应用现状,从内腐蚀损伤机理、内腐蚀损伤位置预测、内腐蚀损伤评价方面介绍了数值模拟技术的优势。以山东省天然气管道有限责任公司即将开展的管道内检测为例,初步设定了可以应用数值模拟技术的方向和方法,为内腐蚀检测工作提供参考。     

PCM技术及其在兰成渝管道上的应用

长输管道腐蚀绝大部分为外部腐蚀，因此准确检测和评价外防腐层的状况，是保证管道安全运行的基础。文中介绍了用多频管中电流法（PCM）对防腐层进行检测的原理，结合兰成渝长输管线现场的应用，验证了该技术的准确性及科学性。同时，对其使用情况进行了总结，并展望PCM在应用中存在的不足之处。     

双-魏旧输油管道改输天然气技术分析与措施

在介绍双—魏输油管道情况的基础上 ,对该管道改输天然气进行了安全技术分析。针对该管道实际检测结果提出了相应技术措施。该管道的顺利投产为河南油田节约了较大投资 ,同时为其他旧管道改输天然气提出了例证     

高含水原油集输管道内腐蚀检测监测技术

国内油田开发后期,原油集输管道含水率高,由内腐蚀导致管体腐蚀穿孔问题凸显,对于高含水原油集输管道,分析其内腐蚀影响因素,预测管体易腐蚀位置,采取有效的检测手段及具体监测方法解决。文中对高含水原油集输管道内腐蚀因素进行分析;建立典型管段模型进行FLUENT多相流模拟,得出水滴在弯头出口外侧及两颊处有沉积,为易腐蚀位置的结论。     

长输管道站内设施的防护

对长输管道内设施中的设备，管道的腐蚀环境和腐蚀机理、腐蚀类型进行分析，并确定不同的站内设施的主要腐蚀因素，提出防护措施，保证站内设施安全可靠运行。     

长输管线末段储气系统的研究

主要研究长输管线末段管道储存天然气系统。介绍了长输管线末段管道储存天然气的两种方法，阐明了长输管线末段管道的工况特点，给出了末段管道在输气的情况下储气能力的计算方法及应用条件，设计了长输管线末段管道储存天然气与原有相结合的计算程序。根据长输管线的供气方式采用末段管道储存天然气更加经济合理，对工程施工具有现实意义。     

长输天然气管道内涂层技术及其应用

天然气长输管道内壁采用覆盖层不仅可以减少管道的内壁腐蚀,而且可以降低管道内壁粗糙度,减少输气时的摩阻,提高输气量,减少清管次数,减少中间加压站,有效地降低压缩机功耗,提高经济性.文中分析了采用天然气管道内涂层技术的必要性和优点以及内涂层的涂覆工艺和技术难点.     

天然气管道事故分析

长输天然气管道工程比较复杂,一旦出现事故,将不能向下游正常供气.因此,天然气管道的安全问题显得尤为重要.根据国内外天然气管道事故的统计数据,对事故原因进行了分析.分析结果表明:外部干扰、腐蚀、施工和材料缺陷是国内外天然气管道事故的三大主要原因.对这些原因的特点作了具体的描述,为国内天然气管道安全管理工作提供了借鉴材料.     

基于管道完整性管理的输气管道内腐蚀分析

为确认管道内检测发现的内部金属损失是否为内腐蚀缺陷并分析内腐蚀成因,基于管道完整性管理的大数据分析理念,将内检测数据、内腐蚀发生位置数据、开挖直接检测数据、腐蚀形貌3D建模分析数据、内腐蚀产物理化分析成果、超声导波监测数据等进行整合并分析了内腐蚀发生的原因。分析结果表明:内腐蚀是由于管道内壁与H_2S、CO_2和管道内部的水发生电化学腐蚀而形成的。依据腐蚀成因,开展了生产清管作业内腐蚀控制,并通过对比多轮超声导波监测数据,确认管道清管对内腐蚀控制的有效性。介绍了开展管道内腐蚀研究的重要性及研究方向。     

原油长输管道改输天然气管体安全检验与评价

针对将闲置的输油管道改为输气管道,为了保障管道本体安全,需要对管道本体进行检验与评价。按照相关标准对管道进行检验与评价,包括外腐蚀直接检测与评价、漏磁内检测、压力试验,结果发现管道存在占压、埋深不足、阴极保护不合格、防腐层破损、管体外损伤缺陷等问题。     

液体石油管道内腐蚀直接评价方法

基于美国腐蚀工程师协会提出的液体石油管道内腐蚀直接评价标准,介绍了适用于该种管道的腐蚀直接评价方法,并阐述了该方法的4个步骤,即预评价、间接检测、详细检查和后评价.运用油水流型预测、管道积水情况分布以及固体夹带与沉降3个方面的模型来确定腐蚀的具体位置和数量,并考虑了破乳、微生物腐蚀和杀菌剂、固体成分以及局部流动条件下对...     

漏磁式智能检测在管道中的运用及管道腐蚀分析

天然气输送管道在生产运行中，在内部不可避免的受到输送介质的腐蚀，在外部由于施工建设质量、绝缘层的缺陷、阴极保护不足等诸多因素的影响，同样存在腐蚀，并且随生产年限延长而逐年加重，安全隐患增大。因此，对管道内外腐蚀检测是监测、评价管道的重要项目之一。西南油气田分公司在国内首次引进国外漏磁式智能检测技术。文章分析了该项技术的检测参数、置信度、经济效果评价和存在的缺陷，论述了管道内、外腐蚀的原因，提出了减缓腐蚀的各项建议。